ND火山岩油藏水平井开发调整技术

潘有军，徐 赢，李道阳，张中劲，刘长地，杜春梅

（中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院，新疆哈密 839009）

ND火山岩油藏水平井开发调整技术

潘有军，徐 赢，李道阳，张中劲，刘长地，杜春梅

（中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院，新疆哈密 839009）

针对ND火山岩油藏2007、2008两年快速建产后出现的产量递减快、目前单井产量低、处于低速开采的现状及直井泄油范围小、储量动用程度低的问题。为了提高储量动用程度，实现经济有效开发，提高区块产量，2013年试验水平井大型体积压裂获得成功，揭开了ND火山岩油藏水平井开发的序幕。水平井开发中通过井震结合精细刻画储层、优化水平井井网部署、分层系开发挖潜剩余油、优化压裂工艺等，取得了很好的效果，目前完钻99口水平井油层钻遇率达75%，已投产井初期平均单井日产油11.3 t/d，是直井的2.7倍，区块产量止跌回升。ND火山岩油藏开发实践表明对于储层为缝洞体的火山岩油藏可以通过水平井大型体积压裂提高单井产量、储量动用程度和开发效益，为其他同类型油藏的有效开发提供很好的借鉴。

火山岩油藏；水平井；储层刻画；井网部署；分层系开发；提高单井产量试验

ND卡拉岗组（C2k）火山岩油藏位于STH盆地ML凹陷ND构造带上，属于多期次、小规模、裂隙式喷发，为多个小规模火山体叠加形成[1]，属断鼻构造-岩性油藏[2]，平均埋深1 700 m，为中低温、异常低压系统油藏。储层岩性主要为火山溢流相的玄武岩、安山岩[2-5]，基质物性差，孔隙度、渗透率较低，储层非均质性强，单井产量差异大[6]（裂缝发育程度决定产量高低），轴部区裂缝发育产量高，翼部区裂缝不发育产量低[7]。ND火山岩油藏经过2007、2008年两年快速建产后，由于大部分井为直井，泄油范围小，产量递减快，目前单井产量低，处于低速开采阶段。

水平井是通过扩大泄油面积来提高单井产量、提高油田开发效益的一项开发技术[8]，然而水平井开发动用火山岩油藏的成功案例非常少[9-10]，ND火山岩油藏建产初期也试验水平井开发，但未获得预期效果，目前国内外的致密油大多采用水平井大型体积压裂技术开发并获得较好的开发效果[11]。为了提高ND火山岩油藏翼部区储量动用程度，实现经济有效开发，2013年对老井NDP2井试验水平井大型体积压裂提高单井产量技术获得成功，揭开了水平井开发动用的序幕。通过井震结合精细储层刻画、优化水平井网部署、分层系开发挖潜剩余油、优化压裂工艺等，取得了较好效果，水平井产量为直井的2.7倍，区块产量止跌回升，形成了ND火山岩油藏水平井开发动用技术。

1 开发存在的问题

1.1 经过2007年、2008年快速建产后，目前处于低速开采阶段

ND火山岩油藏自2006年马17井在石炭系卡拉岗组1 515.0 ～ 1 543.0 m井段试油，5 mm油嘴获日产油28.52 m3/ d、天然气3 732 m3/ d的高产油气流，从而发现了STH盆地ND2号构造石炭系卡拉岗组火山岩油藏，2007年至2008年开展了大规模产能建设，两年共计完钻井数135口，后期钻探了少量调整井。经过4年多时间，区块日产油由峰值的937.7 t / d快速递减到目前的53 t / d，目前处于低速开采阶段。

目前绝大多数井处于低产液、中高含水的水平，单井产量低，平均单井日产油仅0.49 t / d。统计目前开井的102口采油井，日产油大于5 t / d的井仅有3口；日产油小于1 t / d的井有91口，占总井数的89.2%，有17口井因低产低效间开。

1.2 补层效果差，难以弥补老井递减

截至目前，ND区块实施了39井次共42层补层压裂措施，总体效果差。以2013年补层压裂的4口井为例，4口井累计增油113 t，无经济效益。放喷返排率最高为3.1%，是地层压力低的表现。虽然措施井都是动用新层，而且与前期投产层位跨度达20 m以上，但是增产效果差，放喷返排率低，分析造成补层压裂效果差的主要原因是高角度缝沟通上下部储层，受老层采出影响，地层压力在同步下降。

1.3 注水见效比例低，产量递减快，单井产量低

ND火山岩油藏注水试验见到一定效果，但是见效比例低，地层压力保持水平低，产量递减快，目前单井产量低。ND区块合计有16个井组进行注水试验，注水井单井均能满足配注要求，区块累计注水量72.25×104m3。截止目前，11个注采井组对应的55口采油井中，有注采反应的井数8口，其中明显见效井1口，微弱见效井2口，已失效井3口，水淹井2口，总体见效比例低。

1.4 轴部含水程度高，见水后含水上升速度快

ND火山岩油藏以天然能量开发为主，见水井所见水主要是底水。从ND区块投产井含水上升情况来看，区块从基本不含水上升到含水40%只用6个月的时间，单井含水分级统计得出，轴部区含水大于60%的井占56.5%，翼部区含水大于60%的井占18.4%，轴部含水程度高，含水上升速度快。

1.5 直井泄油范围小，翼部区储量动用程度低

采用容积法对ND区块翼部区地质储量进行计算，计算30口直井地质储量为119.83×104t，单井控制地质储量3.995×104t。应用指数递减Q = Q0e-Dt拟合，按极限产量0.1 t / d计算单井控制可采储量为0.25×104t，由于ND翼部区注水未受效，以天然能量驱采收率为6.4%，计算得出30口井地质储量为115.53×104t，与采用容积法基本吻合，反映出直井泄油范围小的特征。

2 水平井开发调整技术

2.1 精细储层刻画技术

ND卡拉岗组火山岩油藏主要含油层段划分为爆发相、溢流相、火山沉积相和火山通道相4种岩相，目前钻井揭示的只有溢流相、爆发相和火山沉积相，以溢流相最为发育[12]。ND火山岩连井相和火山平面相分布刻画研究表明[1]，平面上，火山相主要以溢流相为主（岩性以基性玄武岩和安山岩为主）；其次为爆发相（岩石类型主要为火山角砾岩和凝灰岩，其次是火山集块岩、熔结火山碎屑岩），火山沉积相只是局部零星发育[1，12，13]。溢流相顶部亚相自碎角砾状熔岩（以自碎角砾状安山岩为主）储集性能最好，喷溢相上部亚相气孔（杏仁）安山岩、玄武岩储集性能较好，爆发相形成的火山角砾岩和火山集块岩较差、凝灰岩基本不具备储集能力[12]。文献[12]编制的岩相平面图，反映出研究区火山岩岩相以溢流相为主，爆发指数一般小于40%。总体上爆发指数高值区主要沿断裂带呈串珠状分布（即轴部区），地震属性分析大致也反映出类似的特征[12]。

ND卡拉岗组火山岩油藏描述及储层预测结果表明，由于受构造背景、岩相、溶蚀强度等多重物性控制因素的影响，平面上，构造高部位即轴部区（ND7排井以北）以k2、k3、k4、k5油藏为主，裂缝、孔洞发育，油井以中、高产为主，初期平均单井日产油20 t / d；而构造翼部（ND6排井以南）远离火山溢流喷发中心，主要发育k1、k2油藏，后期改造作用相对较弱，构造裂缝发育程度较低，气孔的连通程度差，故油井以低产为主，初期平均单井日产5 t / d。ND地区C2k组火山岩储层分布特征，在区域共性中也存在一些异同点，表现为油井单井产能差异大（裂缝左右产量高低），储层发育非均质性强，产量递减快，自然产能低等特点。这也恰恰反映了火山岩储集条件的复杂性[14]。

为研究ND卡拉岗组火山岩油藏裂缝发育规律、裂缝发育区范围大小，采取了等比例划分窗口技术，窗口顶界层位利用火山岩剥蚀界面追踪的层位，窗口下沿层位采用相当于C2k的k5-1小层附近的一套强振幅、连续反射的地震同相轴追踪的层位。按照地震原理，这套强振幅、连续反射的同相轴是由上下层具有ρν差值较大的界面如玄武岩和凝灰岩之间才能产生，从地层沉积的角度看，两套层位所包含的窗口之间可以看成是一套连续的沉积，然后在这套连续沉积的窗口内按时间比例划分成4 ～ 5个小层，这样求取的沿层相干属性不会因层位解释问题而出现人为因素的极值。按照上面划分的窗口分别提取地震相干数据体各小层之间的相干数据振幅属性，就可以得到各小层的平面相干振幅属性，也可将各小层的相干振幅属性叠合连片用来预测整体上的主要裂缝发育区。图1是相干振幅属性预测的裂缝发育区和高产井区的对比图，相干振幅大于0.4为裂缝发育区，小于0.4则为裂缝不发育区，可以看出，得出的裂缝发育区与高产井区十分吻合，图中的气孔发育带直井产量低，储层动用程度低，是我们采用水平井开发动用的主要区域。

图1 相干振幅属性与高产区对比图

通过井震结合、精细油层对比绘制的油层展布情况来看（图2），k1、k2-1、k2-2小层的油层均呈北东向的条带状展布，反映出储层主要为溢流相的特征。通过水平井开发能够实现条带状储层之间横向连通，从而保证储层的泄油面积，提高单井产量。

2.2 水平井优化部署

图2 K1、K2-1、K2-2小层油层展布图

水平井按照“以经济效益为中心，整体部署、分批实施、先易后难、先富后贫”的原则进行部署[15]。ND区块轴部发育k1～ k5多套储层，但是构造变化较大，而且储层大多以薄储层为主，而构造翼部区发育储层相对轴部区要单一，单层储层厚度大，储层主要发育在k1～ k2小层，构造相对平缓。采用面积加权平均得出翼部区k1平均有效厚度为8.5 m；k2平均有效厚度为14.5 m，储层厚度能够满足水平井开发的要求。因此，平面上井位主要部署在油层分布稳定的翼部区，纵向上调整对象以k1、k2为主；布井方式以井组为单元，水平段方向垂直于油层展布方向，有利于沟通多个火山缝洞体。同时，也垂直于储层最大主应力方向有利于储层改造提高单井产量；水平段长度按照数值模拟结果兼顾压裂工艺技术的实际情况，水平段长基本控制在400 ～ 700 m（图3）；通过裂缝监测，水平井压裂半缝长为190 m，因此井排距为主应力方向上400 m。

图3 水平段长与日产油关系曲线

ND发育多套储层，且井网密度小，k1～ k2跨度大，为精细挖掘未动用油层潜力，通过精细小层对比，在进一步分析油层动用情况的基础上，在翼部区和轴部部分区域探索水平井分层系开发。为保证井之间压裂时不受影响，水平井纵向间隔须大于30 m；ND翼部及轴部部分区域k1～ k2跨度大于80 m，具备水平分层系开发的条件（图4）。分层系开发水平井主要以k2油层组为主。2015年完钻分层系水平井13口，油层钻遇率77.5%，投产后初期平均单井日产油13.4 t / d，目前单井日产油7.7 t / d，超过方案设计目标。

2.3 提高单井产量技术

针对火山岩水平井产量递减快的现状（第1年递减率57.1%），开展以注水（气）、重复压裂等方式为主的补充地层能量试验，取得初步效果和认识。注水（气）吞吐选井原则：①剩余油富集：钻遇好，采出程度低，即优选投产初期产量≥10 t / d且见油返排率低，有一定稳产时间，预测累产在3 000 t以上，进入低产（产油3 t / d以下）时累计产油量2 000 t以上的井；②地层倾角大：选择油层倾角较大的油井，有利于开采垂直渗透力比较好的顶部剩余油采出；③储层亲水：有利于油水置换。

重复压裂选井原则及关键技术：①剩余油富集：优选储层发育井，优选“甜点”段，优选改造不彻底、未改造和规模小的层段，邻井储层发育的层段；②规模要大：重复压裂裂缝一定要比前次长，排量比前次大，提高缝网沟通范围；③对于较长段射孔段，补孔后重复压裂；④先补亏空，后压裂：地层亏空大的井压裂时，加大前置活性水量，先补充地层能量，再实施压裂，确保压裂施工达到设计目标。

图4 ND分层系开发示意图

例如，NDP35井于2015年12月1日至12月23日开展注氮气吞吐试验，累计注入氮气量128×104m3。2016年1月5日至17日放喷，累计出液106.7 m3，1月24日转抽完井，日增油11.6 t / d，吞吐效果明显，目前已累计增油400 t。

截止目前，火山岩开展注水吞吐2井次，重复压裂1井次，氮气吞吐2口井（1口井正在实施中），平均单井日增油7.6 t / d，已累计增油1 672 t。

3 实施效果

截至2015年底ND区块共完钻水平井99口，全部采用套管完井方式，平均井深2 293.5 m。实钻水平段长395 ～ 800 m，平均577.6 m，实钻油层厚度140.2 ～ 600.6 m，平均钻遇油层433 m，油层钻遇率75%，超过方案设计的70%。

完钻的99口水平井主要采用速钻桥塞和套内滑套压裂方式投产，只有NDP11井使用水力喷砂压裂方式投产。已投产井压裂成功段数4 ～ 11段，大部分为5 ～ 6段。初期平均单井日产油11.3 t / d，大部分井日产油10 ～ 15 t / d，超过方案设计的初期单井日产油10 t / d的目标，是直井初期日产油的2.7倍。水平井开发取得了很好的效果，区块产量止跌回升，产量由53 t / d提高至目前的467.5 t / d。

对比2014年新钻井不同压裂方式投产的效果，采用速钻桥塞压裂技术成熟，效果好；套内滑套压裂效果目前只实施了3口井，效果差异大，有待进一步试验分析；水力喷砂压裂试验证明效果相对较差，目前投产的井均采用速钻桥塞压裂技术（表1）。对目前速钻桥塞压裂技术投产井压裂参数进行统计，平均压裂段数为6段，平均入井净液量3 344 m3，入井砂量330 m3，施工排量7.3 m3/ min。

通过裂缝监测结果表明，火山岩速钻桥塞多段压裂可以形成体积缝网，如NDP4-1井裂缝监测成果（表2），该井投产后初期日产油12.1 t / d，取得较好效果。

4 结论

（1）ND火山岩油藏采用水平井大型体积压裂技术开发动用取得了较好的实施效果，水平井产量达到方案设计指标，表明对于储层为缝洞体的火山岩油藏可以通过水平井大型体积压裂技术提高缝洞体的钻遇率，沟通更多的缝洞体，提高单井产量、储量动用程度和开发效益。

（2）对于以溢流相为主的火山岩储层，水平段方向垂直于油层展布方向，有利于沟通多个火山缝洞体，提高油层钻遇率。

表1 压裂工艺简况汇总统计表

表2 NDP4-1井井下微地震裂缝监测成果表

（3）加强地质与工程的一体化才能取得较好的效果，运用井震结合、油层精细对比进行水平井优化部署和轨迹设计是基础，水平井现场地质导向和大型体积压裂是关键。

（4）针对火山岩水平井产量递减快的现状（第1年递减率57.1%），开展以注水（气）、重复压裂等方式为主的补充地层能量试验，取得初步效果，表明注水（气）吞吐、重复压裂是减缓产量递减、提高单井产量的技术方法。

（5）对比不同压裂方式投产的水平井效果，采用速钻桥塞压裂效果好。

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Horizontal Wells Development Adjustment Technology in ND Volcanic Reservoirs

PAN Youjun, XU Ying, LI Daoyang, ZHANG Zhongjin, LIU Changdi, DU Chunmei
（Research Institute of Exploration and Development, Tuha Oilfield Company, Petrochina, Hami 839009，China）

Since the rapid production constructing of ND volcanic reservoirs in the year 2007-2008, some problems such as rapid production decline, low single-well production, low production rate, small drainage area of the well and low reserves producing degree have occurred successively. In order to enhance the reserves producing degree, achieve the economical and effective development, increase the production, an experiment of large-scale horizontal fracturing was performed and achieved success in 2013, which opened the prelude to the development of horizontal wells in ND volcanic reservoirs. Based on the application of a series of technologies such as fine reservoir characterization, optimization of horizontal well deployment, remaining oil tapping by separate layer development, optimization of fracturing technology etc., quite good effect has been achieved. 75% of 99 horizontal wells drilled encountered the oil interval. The initial average single well production of 10.3 t/d is 2.7 times that of vertical well, and the production of exploration block begins to rally. The practice of horizontal well development in ND volcanic reservoirs indicates that for the volcanic reservoirs in which the reservoir space consists of fracture and pore, the large-scale horizontal fracturing can increase single well production, reserves producing degree and development benefits, and also be taken as a reference to the other similar reservoirs. Keywords: Volcanic reservoir; horizontal well; reservoir characterization; well deployment; separate layer development; experiment of increasing single-well production

TE355.6

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2016.04.065

1008-2336（2016）04-0065-06

2016-04-25；改回日期：2016-06-05

中石油科技重大专项课题“低品位储量资源有效开发技术研究”（2012E-34-08）。

潘有军，1984年生，男，工程师，从事油气田开发研究。E-mail:yjypyj@petrochina.com.cn。